i

La versión digital de esta tesis está protegida por la Ley de Derechos de Autor del

Ecuador.

Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL”

bajo el libre consentimiento del (los) autor(es).

Al consultar esta tesis deberá acatar con las disposiciones de la Ley y las siguientes

condiciones de uso:

· Cualquier uso que haga de estos documentos o imágenes deben ser sólo para

efectos de investigación o estudio académico, y usted no puede ponerlos a

disposición de otra persona.

· Usted deberá reconocer el derecho del autor a ser identificado y citado como el autor

de esta tesis.

· No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen que

estar bajo los mismos términos de licencia que el trabajo original.

El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las

ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores

con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las

creaciones de terceras personas.

Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.

ii

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACUTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y

ELECTRÓNICA

“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN

DIGSILENT POWER FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS

DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA”

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

WILSON ISRAEL FONSECA MUÑOZ

wilson.fonseca@epn.edu.ec

DIRECTOR: Dr. ING. HUGO ARCOS

hugo.arcos@epn.edu.ec

QUITO, JUNIO DE 2017

iii

DECLARACIÓN

Yo, Wilson Israel Fonseca Muñoz, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es

de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación

profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido

por la Ley de Propiedad Intelectual, por su reglamento y por la normatividad institucional

vigente.

Wilson Israel Fonseca Muñoz

iv

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Wilson Israel Fonseca Muñoz, bajo

mi supervisión.

Dr. Ing. Hugo Arcos

DIRECTOR DEL PROYECTO

v

AGRADECIMIENTO

A Dios por bendecirme durante toda mi carrera, al Dr. Hugo Arcos por su visión crítica

en el desarrollo del presente trabajo, a mis padres por estar junto a mí incondicionalmente

y a mi hermosa familia gracias por su apoyo.

vi

DEDICATORIA

A mis padres, Wilson y Mariana.

A mi inolvidable abuelita María Enriqueta (†).

VII

“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN DIGSILENT POWER FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA”

CONTENIDO

CAPÍTULO I. ................................................................................................................................................ 1

1.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 1

1.2 OBJETIVOS ........................................................................................................................................... 1

1.2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................. 1

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................... 1

1.3 ALCANCE .............................................................................................................................................. 1

1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO................................................................................................... 2

1.4.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA ................................................................................................... 2

1.4.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA .................................................................................... 2

1.4.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA ................................................................................................. 2

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ........................................................................................................... 3

2.1 ENERGÍA SOLAR. ............................................................................................................................... 3

2.1.1 IRRADIACIÓN SOLAR........................................................................................................... 4

2.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. .......................................................................... 6

2.2.1 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA. .................................. 6

2.2.2 CARACTERÍSTICA DE VOLTAJE-CORRIENTE DE LA CELDA

FOTOVOLTAICA. .............................................................................................................................. 7

2.2.3 TIPOS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS. ............................................................................. 8

2.2.4 TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS. .......................................................................... 8

2.2.4.1 PANELES DE SILICÓN DE CRISTAL. ........................................................................ 8

2.2.4.2 PANELES DE PELÍCULA FINA. ................................................................................. 9

2.2.5 CARACTERÍSTICAS DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS. ............. 9

2.3 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA. ............................... 10

2.3.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 10

2.3.1.1 IMPLEMENTACION DE DIODOS DE BYPASS EN MÓDULOS

FOTOVOLTAICOS [28]. .......................................................................................................... 12

2.3.2 INVERSOR. ............................................................................................................................ 13

2.3.2.1 PRINCIPALES FUNCIÓNES DE LOS INVERSORES. ........................................... 14

2.3.2.2 EVOLUCIÓN DE LOS INVERSORES. ...................................................................... 18

2.4 VARIACIÓN EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. ................................... 21

VIII

2.5 TOPOLOGIAS DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS ...................................................................... 23

2.6 ENERGÍA SOLAR EN ECUADOR .................................................................................................. 24

2.6.1 ATLAS SOLAR ECUATORIANO ....................................................................................... 25

2.6.2 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS. .................................................................................... 26

2.7 POLÍTICAS Y REGULACIONES PARA LA OPERACIÓN DE GENERADORES NO

CONVENCIONALES EN ECUADOR. .................................................................................................... 29

2.7.1 REGULACIÓN ARCONEL 004/15. .................................................................................. 29

2.7.2 REGULACIÓN CONELEC 004/11. ................................................................................... 32

2.8 CÓDIGOS DE RED. ........................................................................................................................... 34

2.8.1 CÓDIGO DE TRANSMISIÓN ALEMÁN [1]. ................................................................... 34

2.8.1.1 CONTROL DE POTENCIA ACTIVA. ....................................................................... 34

2.8.1.2 INYECCIÓN DE POTENCIA REACTIVA. ............................................................... 35

2.8.1.3 COMPORTAMIENTO EN CASO DE PERTURBACIONES EN LA RED. ........... 35

2.9 ESTABILIDAD EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. ............................................... 37

2.10. IMPACTO DE LA GENERACIÓN RENOVABLE EN LA ESTABILIDAD DE SISTEMAS

DE POTENCIA [29]. ............................................................................................................................... 39

CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE MODELACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. ....... 40

3.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO FOTOVOLTAICO. .......................................................... 40

3.1.1 GENERADOR ESTÁTICO (BLOQUE 1). ........................................................................ 41

3.1.2 BLOQUE IRRADIACIÓN (BLOQUE 2). .......................................................................... 45

3.1.3 BLOQUE TEMPERATURA (BLOQUE 3)........................................................................ 45

3.1.4 BLOQUE MODELO FOTOVOLTAICO (BLOQUE 4). ................................................... 45

3.1.4.1 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE CORRECCIÓN DE

TEMPERATURA PARA VOLTAJE (AU) Y CORRIENTE (AI). ........................................ 47

3.1.4.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS [28] ............. 49

3.1.5 BLOQUE ENLACE DC (BLOQUE 5). ................................................................................ 50

3.1.6 BLOQUE REDUCCIÓN POTENCIA ACTIVA (BLOQUE 6). ........................................ 51

3.1.7 BLOQUE CONTROLADOR (BLOQUE 7). ...................................................................... 52

3.1.7.1 IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL DE POTENCIA REACTIVA. ..................... 55

3.1.8 BLOQUE MEDICIÓN PQ (BLOQUE 8). .......................................................................... 56

3.1.9 BLOQUE VOLTAJE AC (BLOQUE 9). ............................................................................. 57

3.1.10 MEDIDOR DE FASE (BLOQUE 10). ............................................................................. 57

3.1.11 BLOQUE MEDICIÓN DE FRECUENCIA (BLOQUE 11) ............................................ 58

3.2 PRUEBAS AISLADAS DEL MODELO FOTOVOLTAICO. ........................................................ 58

3.2.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 59

IX

3.2.2 RED EXTERNA. .................................................................................................................... 60

3.2.3 PRUEBAS EN CONDICIÓN DE ESTADO ESTABLE. ................................................... 61

3.2.4 PRUEBAS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA. ..................................................... 65

3.2.5 PRUEBAS DE SOPORTE DINÁMICO. ............................................................................. 67

CAPÍTULO IV. ANALISIS DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA INTERCONECTADO

NACIONAL Y RESULTADOS. ............................................................................................................... 69

4.1 SELECCIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN EL SNI. ................................................ 69

4.2 DESCRIPCIÓN DE LAS CENTRALES FOTOVOLTAICAS. ............................................ 70

4.2.1 DATOS DEL TRANSFORMADOR. ................................................................................... 71

4.2.2 DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. .................................................................... 71

4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI 1 50 MW. ............................................................. 72

4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. ............................................................ 72

4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMÁN 25 MW. ....................................... 73

4.2.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. ........................................................ 74

4.3 BASE DE DATOS DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2018 DEL SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO ECUATORIANO. ............................................................................................... 74

4.4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ..................................................................................................... 75

4.5 ESTUDIOS ELÉCTRICOS EN ESTADO DINÁMICO.................................................................. 75

4.6 INCORPORACIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS AL SNI. ................................ 76

4.6.1 CASO BASE SIN LA INCORPORACIÓN DE CENTRALES

FOTOVOLTAICAS. ......................................................................................................................... 76

4.6.2 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I-50 MW. ................. 77

4.6.3 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. ............... 77

4.6.4 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMÁN 25

MW. 78

4.6.4 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. .................... 78

4.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................................. 79

CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 98

CAPÍTULO VI. BIBLIOGRAFÍA..........................................................................................................100

CAPÍTULO VII. ANEXOS .....................................................................................................................102

ANEXOS DE SIMULACIONES DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA. .......................103

7.1 PERIODO LLUVIOSO A DEMANDA MEDIA. ..........................................................................104

7.1.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO

BASE. ...............................................................................................................................................105

7.1.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50 MW. PERIODO LLUVIOSO A

DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................112

X

7.1.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. PERIODO LLUVIOSO A

DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................122

7.1.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMAN 25 MW. PERIODO

LLUVIOSO DEMANDA MEDIA. ................................................................................................132

7.1.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. PERIODO LLUVIOSO A

DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................142

7.2 PERIODO LLUVIOSO A DEMANDA MÍNIMA. ........................................................................152

7.2.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO

BASE. ...............................................................................................................................................153

7.2.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50 MW-PERIODO LLUVIOSO A

DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................160

7.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW- PERIODO LLUVIOSO A

DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................170

7.2.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMÁN 25 MW- PERIODO

LLUVIOSO A DEMANDA MÍNIMA. ..........................................................................................180

7.2.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW- PERIODO LLUVIOSO A

DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................190

7.3 PERIODO SECO A DEMANDA MEDIA. ....................................................................................200

7.3.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO

BASE. ...............................................................................................................................................201

7.3.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA

MEDIA. ............................................................................................................................................208

7.3.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW-PERIODO SECO A DEMANDA

MEDIA. ............................................................................................................................................216

7.3.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMAN 25 MW-PERIODO SECO A

DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................226

7.3.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. PERIODO SECO A DEMANDA

MEDIA. ............................................................................................................................................236

7.4 PERIODO SECO A DEMANDA MÍNIMA. ..................................................................................246

7.4.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO

BASE. ...............................................................................................................................................247

7.4.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA

MÍNIMA. .........................................................................................................................................254

7.4.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW-PERIODO SECO A DEMANDA

MÍNIMA. .........................................................................................................................................264

7.4.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMAN 25MW-PERIODO SECO A

DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................274

7.4.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA

MÍNIMA. .........................................................................................................................................284

XI

“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN DIGSILENT POWER

FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA”

RESUMEN

La disminución en la disponibilidad de combustibles fósiles y el elevado costo ambiental de

su uso implica la necesidad de buscar alternativas energéticas más económicas y

autosustentables que desplacen a la energía convencional basada en el consumo de este

tipo de combustibles, que en nuestro país representa cerca del 50% de la generación

nacional. En Ecuador la penetración de tecnología renovable fotovoltaica es mínima

comparada con el horizonte propuesto como meta, razón por la cual en el presente estudio

se analiza la incorporación paulatina de centrales fotovoltaicas al Sistema Nacional

Interconectado.

En los últimos años la inversión inicial requerida para la ejecución de proyectos fotovoltaicos

ha ido disminuyendo, por lo que la energía solar fotovoltaica se ha convertido en una

alternativa cada vez más competitiva. Para determinar la factibilidad de un proyecto

fotovoltaico se requieren estudios de radiación en las diferentes zonas de potencial

ubicación, obteniendo los niveles de radiación directa, difusa y global en los diferentes meses

del año, con este tipo de información estadística se define el mejor sitio para la

implementación del proyecto y la capacidad a ser instalada.

En el presente estudio se plantea la modelación de centrales fotovoltaicas, considerando

controles de potencia activa y reactiva con la finalidad de evaluar el efecto de la

implementación de este tipo de centrales en la estabilidad dinámica del sistema nacional

interconectado ecuatoriano, la modelación se las realizó bajo los escenarios de demanda

media y mínima haciendo uso de la herramienta computacional DIgSILENT Power Factory. Las

centrales de generación fotovoltaica escogidas para el presente estudio tienen una potencia

menor a 50 MW por lo que el estudio se basó en determinar si su entrada en operación

influye en la estabilidad del sistema eléctrico de potencia.

XII

PRESENTACIÓN

Por el alto recurso solar con la que cuenta Ecuador y frente al crecimiento de la tecnología

fotovoltaica a nivel mundial se ve la necesidad de realizar estudios dinámicos del Sistema

Nacional Interconectado (SNI) ante la posible incursión de centrales fotovoltaicas. Debido a

esto el presente trabajo ha sido desarrollado en 7 capítulos que describen los principios de

energía fotovoltaica, la modelación de las centrales fotovoltaicas en DIgSILENT Power Factory

y los diferentes estudios realizados.

En el CAPÍTULO 1 se presenta la introducción, motivación y las directrices para realizar el

presente trabajo.

En el CAPÍTULO 2 se describe los conceptos básicos de irradiación solar, energía solar

fotovoltaica, principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas, principales

componentes de una central solar y los diferentes códigos de red que países pioneros en esta

tecnología han desarrollado durante los últimos años para la incorporación de centrales

fotovoltaicas a sistemas eléctricos de potencia.

En el CAPÍTULO 3 se analiza el modelo genérico de un sistema fotovoltaico proporcionado

por DIgSILENT Power Factory, se implementa un nuevo modelo fotovoltaico incorporando

controles de potencia activa y reactiva y finalmente se realizan pruebas al sistema modelado

en redes aisladas considerando los diferentes códigos de red analizado en el capítulo 2.

En el CAPÍTULO 4 se presenta la selección de los lugares a nivel nacional para la simulación de

las diferentes centrales solares en DIgSILENT Power Factory, además de la descripción de

cada central, se definen los escenarios de operación y se presentan los estudios eléctricos en

estado dinámico de las simulaciones en la base de expansión del Sistema Nacional

Interconectado.

En el CAPÍTULO 5 se presenta conclusiones y recomendaciones.

En el CAPÍTULO 6 se presenta la bibliografía utilizada para el desarrollo del presente trabajo.

Finalmente en el CAPÍTULO 7 se adjunta los anexos de las deferentes simulaciones realizadas.

1

CAPÍTULO I.

1.1 INTRODUCCIÓN

Debido a la creciente demanda eléctrica del Ecuador, el cambio de la matriz energética es de

vital importancia para el desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, previéndose la

incorporación paulatina en mediano y largo plazo de energía eléctrica no convencional, como

es el caso de centrales fotovoltaicas. Este aspecto establece la necesidad de realizar estudios

estáticos y dinámicos en los que se considere la modelación de estas nuevas fuentes de

energía con la finalidad de asegurar resultados adecuados en estudios de planificación y

operación del Sistema Nacional Interconectado.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Modelar centrales fotovoltaicas incluyendo estrategias de control y evaluar su efecto en

sistemas eléctricos de potencia.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

· Realizar una revisión bibliográfica de los principios de funcionamiento y modelación de

centrales de generación fotovoltaica.

· Modelar centrales fotovoltaicas para la realización de estudios de estabilidad en sistemas

de potencia incluyendo estrategias de control de potencia activa y reactiva.

· Verificar mediante simulaciones dinámicas el correcto funcionamiento del modelo

propuesto.

· Evaluar el desempeño dinámico del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano (S.N.I.),

considerando diferentes escenarios de demanda para distintos niveles de penetración de

energía solar fotovoltaica.

1.3 ALCANCE

Se recopilará información sobre los distintos componentes que conforman una central de

generación fotovoltaica y sobre los diferentes parámetros que se necesitan para la

modelación de centrales de energía solar en el programa computacional DigSilent Power

Factory.

Se modelará centrales fotovoltaicas mediante métodos de agregación y se realizaran las

correspondientes pruebas de desempeño en DigSilent Power Factory. El modelo incluirá

estrategias de control de potencia activa y reactiva para mejorar la fidelidad de los resultados

de estudio.

Se verificará el funcionamiento de la modelación de centrales fotovoltaicas y su correcto

comportamiento dinámico ante contingencias, mediante pruebas de gabinete para un

sistema aislado, los resultados del modelo propuesto serán comparados con los resultados

del modelo genérico.

Se realizará la incorporación de centrales fotovoltaicas al Sistema Nacional Interconectado,

creando escenarios de estudios para diferentes estados de demanda y distintos niveles de

penetración de energía solar fotovoltaica.

2

Se determinará mediante índices de desempeño la respuesta estática y dinámica del sistema,

y se realizará la comparación de resultados del sistema antes y después de la inclusión de

centrales solares en la red.

1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

El cambio de la matriz energética en el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador plantea

como eje fundamental la inclusión de energías renovables no convencionales. En años

futuros se proyecta una considerable inserción de energía solar fotovoltaica dado el alto

potencial con el que cuenta nuestro país, requiriéndose en consecuencia la realización de

investigaciones vinculadas al modelamiento matemático de centrales fotovoltaicas para el

uso en programas computacionales especializados, mediante los que se realizan estudios en

estado dinámico en los que se evalúa la operación de este tipo de centrales en el Sistema

Nacional Interconectado.

1.4.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA

En los diferentes códigos de red de los países pioneros en la incorporación de energía

fotovoltaica, se establece requerimientos específicos para los controles de potencia activa y

reactiva que deben cumplir las diferentes centrales fotovoltaicas, con la finalidad de asegurar

su desempeño al servicio del sistema eléctrico de potencia. El proyecto plantea la

investigación de metodologías de modelación que consideran técnicas de agregación en

centrales fotovoltaicas para emular respuestas aproximadas a las reales en el Sistema

Nacional Interconectado del Ecuador.

1.4.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA

La justificación metodológica para desarrollar el presente estudio se basa en los siguientes

puntos:

· Se investigará sobre las diferentes características de centrales fotovoltaicas, sus

diferentes estrategias de control y sobre estudios de estabilidad de sistemas eléctricos de

potencia.

· Se recopilará información sobre el Sistema Nacional Interconectado (SNI), así como los

diferentes parámetros de centrales fotovoltaicas, los cuales serán utilizados para su

respectiva modelación.

· Se definirán escenarios de posibles proyectos de energía solar fotovoltaica en base al

atlas solar del Ecuador.

· Se incorporará al Sistema Nacional Interconectado, modelos de centrales fotovoltaicas

para diferentes escenarios de penetración de energía solar.

· Se realizarán estudios en estado dinámico para los diferentes escenarios planteados.

1.4.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA

Por el alto potencial de generación de energía solar con el que cuenta el Ecuador, se deben

realizar estudios de estabilidad que sean relevantes para tareas futuras de planificación y

operación del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano.

3

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1 ENERGÍA SOLAR.

La energía solar fuente de vida y origen de las demás formas de energía (Figura 2.1) puede

satisfacer las diferentes necesidades si se sabe aprovecharla. La superficie del hemisferio

terrestre expuesta al sol crea una potencia superior a 50 TW, cantidad que es 10 mil veces la

energía utilizada en todo el mundo. En el núcleo solar se producen un sin número de

reacciones de fusión que producen grandes cantidades de energía en forma de radiación

electromagnética, cierta parte de esta energía llega a la atmosfera terrestre con una

irradancia media de 1.367 W/ m², valor que varía en función de la distancia entre el sol y la

tierra.

En el presente capítulo se describen los principios de funcionamiento de la energía solar

fotovoltaica y la evolución tecnológica que le ha permitido convertirse en una de las

principales fuentes de energía limpia a nivel mundial. Existen dos formas de

aprovechamiento de energía solar directa, la primera se basa en generación térmica

sustentada por la concentración de un haz de radiación que mediante espejos es dirigido

hacia una torre de energía para el calentamiento de agua generándose así energía eléctrica

mediante turbinas de vapor. La segunda forma se basa en el principio fotovoltaico teniendo

como elemento principal celdas fotovoltaicas que aprovechan las propiedades de un material

semiconductor para activar los electrones de sus átomos produciendo una corriente

continua; esta corriente se puede almacenar mediante baterías y a través de inversores

obtener corriente alterna.

FIGURA 2.1 RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES DISPONIBLES EN EL PLANETA [17].

Energía Solar

Energía Solar Directa

Captación Térmica

Pasiva

Arquitectura Solar Pasiva

Activa

Termosolar térmica

Baja-media-alta

temperatura

Captación Fotónica

Captación Fotoquímica

Biomasa Fotoquímica

Captación Fotovoltaica

Energía Solar Fotovoltaica

Energía Solar Indirecta

Eólica Mareomotriz Hidraúlica

4

La ventaja de la tecnología fotovoltaica se debe a sus cualidades intrínsecas, por ejemplo

para su funcionamiento el combustible es gratis, su mantenimiento es limitado, se trata de

un sistema fiable, silencioso y muy fácil de instalar. Por otra parte, este tipo de tecnología

para algunas aplicaciones autónomas es muy conveniente al compararlas con otras fuentes

de energía, sobre todo en lugares remotos donde el acceso con redes tradicionales de

electricidad es complicado y costoso. Una desventaja que se presenta es que cada celda

fotovoltaica produce poca cantidad de electricidad, requiriendo un arreglo considerable para

generar grandes cantidades de energía influyendo esto en el costo de su inversión inicial [17].

El objetivo principal de la utilización de energía limpia, en especial la producida por la energía

solar, es la reducción de emisiones de gas de efecto invernadero y sustancias contaminantes.

La explotación de fuentes de energías renovables permite la reducción del uso de

combustibles fósiles, aprovechando el sol y en beneficio del medio ambiente.

2.1.1 IRRADIACIÓN SOLAR.

Los valores de irradiación medidos en la superficie de la Tierra son por lo general más bajos

que la energía solar que recibe nuestro planeta, debido a diversas influencias de la

atmósfera.

· Reducción debido a la reflexión por la atmósfera.

· Reducción debido a la absorción en la atmósfera (principalmente O3, H2O, O2 y CO2).

· Reducción debida a la dispersión de Rayleigh1.

· Reducción debida a la dispersión de Mie.

La absorción de la luz por diferentes gases en la atmósfera, como el vapor de agua, ozono y

dióxido de carbono, es altamente selectiva y sólo influencia en algunas partes del espectro.

La figura 2.2 muestra el espectro fuera de la atmósfera AM0 y en la superficie de la Tierra

AM 1.5. El espectro describe la composición de la luz y la contribución de las diferentes

longitudes de onda para la irradiación total.

El 7% del espectro terrestre cae en el rango ultravioleta, el 47% en el rango visible y el 46%

en el rango infrarrojo. El espectro terrestre AM 1.5 muestra significativas reducciones en

ciertas longitudes de onda causadas por la absorción por diferentes gases atmosféricos. Las

partículas moleculares de aire con diámetro más pequeño que la longitud de onda de la luz

causan la dispersión de Rayleigh. Las partículas de polvo y otros tipos de contaminación de

aire provocan la dispersión de Mie, el diámetro de estas partículas es mayor que la longitud

de la onda de luz. La dispersión de Mie depende en gran medida de la ubicación; en las

regiones de alta montaña es relativamente baja, mientras que en regiones industriales por lo

general es alta.

La tabla 2.1 muestra la contribución de la dispersión de Rayleigh y Mie.

1 Dispersión de Rayleigh: Es la dispersión de la luz visible o cualquier otra radiación electromagnética por partículas cuyo tamaño es mucho menor que la longitud de onda de los fotones dispersados. Ocurre cuando la luz viaja por sólidos y fluidos transparentes, pero se ve con mayor frecuencia en los gases. La dispersión de Rayleigh de la luz solar en la atmosfera es la principal razón de que el cielo se vea azul.

5

FIGURA 2.2 ESPECTRO DE LA LUZ SOLAR [5].

TABLA 2.1 INFLUENCIA DE REDUCCIÓN DE IRRADIACIÓN SOLAR [29].

Altura del sol ( !)

Masa del aire

(AM)

Absorción (%) Dispersión de Rayleigh (%)

Dispersión de Mie (%)

Reducción total (%)

90 ° 1.00 8.7 9.4 0-25.6 17.3-38.5

60 ° 1.15 9.2 10.5 0.7-29.5 19.4-42.8

30 ° 2.00 11.2 16.3 4.1-44.9 28.8-59.1

10 ° 5.76 16.2 31.9 15.4-74.3 51.8-85.4

5 ° 11.5 19.5 42.5 24.6-86.5 65.1-93.8

Es muy importante tener en cuenta la diferencia entre los términos de irradancia e

irradiación solar, la irradancia solar se refiere a la intensidad de radiación electromagnética

incidente en una superficie de un metro cuadrado [kW/ m²], mientras que la irradiación solar

es la integral de la irradancia solar durante un periodo de tiempo específico [kWh/ m²]. La

radiación que cae sobre una superficie horizontal, está constituida por una radiación directa,

una radiación difusa en la que incide el medio ambiente y por una radiación reflejada, la cual

depende de la superficie del suelo y el medio ambiente circundante. En la figura 2.3 se puede

observar diferentes tipos de radiaciones.

FIGURA 2.3 TIPOS DE RADIACIÓN SOLAR [5].

La radiación reflejada depende de la capacidad de la superficie y se mide por el coeficiente de

Albedo. En la siguiente tabla se presentan valores del coeficiente para algunas superficies.

6

TABLA 2.2 VALORES DE ALBEDO SEGÚN SUPERFICIE [5].

Tipo de superficie Albedo

Caminos de Tierra 0.04

Superficies acuosas 0.07

Asfalto desgastado 0.10

Techos y terrazas 0.13

Arcilla 0.14

Pasto seco 0.20

Concreto desgastado 0.22

Césped verde 0.26

Superficies oscuras de edificios 0.27

Superficies brillantes de edificios 0.60

2.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA.

2.2.1 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA.

Una celda fotovoltaica se puede considerar como un generador de corriente y su circuito

equivalente se lo puede observar en la Figura 2.4. La corriente (I) en los terminales de salida

es igual a la corriente generada por el efecto fotovoltaico (Ig), menos la corriente del diodo

(Id) y la corriente de fuga (Ii). La resistencia serie Rs representa la resistencia interna que se

opone al flujo de corriente generada y depende del espesor de la unión P-N y la resistencia

de contacto.

La conductancia de fuga (Gi) toma en cuenta la corriente de tierra bajo las condiciones

normales de operación. En una celda ideal se puede tener Rs=0 y Gi=0, en una celda de silicio

de alta calidad se puede tener Rs=0.5 Ω y Gi=0.6mS. La conversión eficiente de energia de las

celdas fotovoltaicas se ve afectada por pequeñas variaciones de Rs, mientras que es poco

sensible a las variaciones de Gi.

FIGURA 2.4 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA [5].

El voltaje a circuito abierto Voc ocurre cuando la carga no absorbe corriente y se representa

por la relación.

"#$ % &'(' [2.1] La corriente del diodo está dada por:

)* % )+,-./012 4/5/6 7 19 [2.2]

Dónde:

7

· )+ = Es la corriente de saturación del diodo. · Q = Es la carga del electrón (1.6×10¯19 C).

· A = Es el factor de identidad del diodo y depende de los factores de recombinación

dentro del propio diodo (para el diodo de silicio cristalino es aproximadamente igual

a 2).

· K = Es la constante de Boltzmann (1.38·10-23 J/K ).

· T = Es la temperatura absoluta en grados kelvin.

Por lo tanto la corriente suministrada a la carga viene dado por:

) % ): 7 )* 7 ); % ):7)+ ; ∗ "@A [2.3]

En las celdas normales la corriente de fuga (Ii) es insignificante con respecto a las otras dos

corrientes. La corriente de saturación del diodo se puede determinar experimentalmente;

mediante la aplicación de voltaje a circuito abierto Voc a una celda sin iluminación y

midiendo la corriente que fluye dentro de la misma.

2.2.2 CARACTERÍSTICA DE VOLTAJE-CORRIENTE DE LA CELDA FOTOVOLTAICA.

La curva característica de voltaje-corriente de una celda fotovoltaica se muestra en la Figura

2.5 En condiciones de cortocircuito la corriente generada es la más alta (Isc), mientras que en

circuito abierto, el voltaje (Voc) se encuentra en lo más alto. Bajo las anteriores condiciones

la energía eléctrica producida en la celda es nula, mientras que en las demás condiciones;

cuando el voltaje aumenta la energía producida se eleva hasta que llega al máximo punto de

potencia Pm y luego cae rápidamente cerca del voltaje sin carga.

FIGURA 2.5 CURVA CARACTERÍSTICA V-I DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA [5].

Los datos característicos de una celda solar son los siguientes:

· Isc = Corriente de cortocircuito.

· Voc = Voltaje a circuito abierto.

· Pm = Máxima potencia producida bajo condiciones estándar (STC).

· Im = Corriente producida en el máximo punto de potencia.

· Vm = Voltaje en el máximo punto de potencia.

· FF = Factor de forma, el cual determina la forma de la curva característica de V-I y es

la razón entre la potencia máxima y el producto entre Voc y Isc. En la celdas solares

más habituales, los valores típicos de FF son 0.7 y 0.8 [5]

8

2.2.3 TIPOS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS.

Los tipos de paneles solares vienen dados por las tecnologías de fabricación de las celdas

fotovoltaicas y se constituyen fundamentalmente de: Silicio cristalino (monocristalino y

multicristalino) y silicio amorfo. En la tabla 2.3 se presenta los tipos de celdas fotovoltaicas

así como el rendimiento tanto en el laboratorio como en funcionamiento directo.

TABLA 2.3 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN DE ECUADOR MENSUALES [6].

Celdas Silicio Rendimiento Laboratorio

Rendimiento

Directo Características Fabricación

Monocristalino 24% 15-18%

Tiene conexión de celdas individuales entre sí.

Se obtiene de silicio puro fundido y dopado con boro.

Policristalino 19-20% 12-14%

La superficie está estructurada en cristales y contiene distintos tonos azules.

Igual que el del monocristalino, pero se disminuye el número de fases de cristalización.

Amorfo 16%

9

con un registro de laboratorio de 24.7%), además se prevé un reducción de los costos con

productos de mayor tamaño y más delgados.

2.2.4.2 PANELES DE PELÍCULA FINA.

Las celdas de película fina se componen de material semiconductor depositado, por lo

general la capa de semiconductor tiene un espesor de pocas micras con respecto al de celdas

de silicio cristalino teniendo un notable ahorro de material, entre los principales materiales

usados están: Silicio Amorfo, Telenuro de cadmio- sulfuro de cadmio (CdTeS), Arseniuro de

galio (GaAs). El silicio amorfo el cual es depositado como una película fina sobre un soporte

por lo general de aluminio, ofrece la oportunidad de tener tecnología fotovoltaica a costos

reducidos, pero la eficiencia de estas celdas tienden a empeorar con el tiempo. El silicio

amorfo puede ser también proyectado en una hoja delgada de plástico o de material flexible,

se utiliza sobre todo cuando es necesario reducir al máximo el peso del panel y adaptarlo a

superficies curvas. La eficiencia del silicio amorfo es muy baja con valores entre el 5% y 6% y

con tendencia a empeorar con el tiempo.

FIGURA 2.6 PANELES DE PELÍCULA FINA [5].

Las celdas solares de CdTeS consisten en una capa P (CdTe) y una capa N (CdS) que forman

una unión heterogénea P-N, con una mayor eficiencia que las celdas amorfas sus valores

oscilan entre el 10% y 11% con ensayos en laboratorio del 15.8%. La producción a gran escala

de la tecnología CdTeS tiene un especial problema en la capa CdTe debido a que no es

soluble en agua y es más estable que otros compuestos que contienen cadmio,

convirtiéndose en una dificultad cuando no se reciclan o utilizan correctamente. En la

actualidad la tecnología GaAs es la más interesante debido a que su eficiencia es alta, sus

valores están entre el 25% a 30%, pero con una limitación en la producción por los elevados

costos y escasez de material [5].

Los módulos de película delgada tienen una menor dependencia de la eficiencia con la

temperatura de operación y presenta una mejor respuesta cuando el componente de la

radiación difusa es más marcada y los niveles de radiación directa son bajos, sobre todo en

los días nublados.

2.2.5 CARACTERÍSTICAS DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS.

Las celdas que forman un panel fotovoltaico se encapsulan en un sistema de ensamblaje con

las siguientes características.

· Aislamiento eléctrico de celdas FV hacia el exterior.

· Protección de las celdas contra agentes atmosféricos y contra tensiones mecánicas.

· Resistencia a los rayos ultravioletas, bajas temperaturas, cambios de temperatura.

10

En la Figura 2.7 se muestra la sección transversal de un módulo estándar de silicio cristalino

el cual está compuesto por:

· Una lámina protectora en la parte superior expuesta a la luz, caracterizado por una

alta transparencia (el material más utilizado es el vidrio templado).

· Un material de encapsulación para evitar el contacto directo entre el vidrio y la celda

FV, el material más utilizado es el Etileno Acetado de Vinilo (EVA).

· Un sustrato secundario que puede ser de vidrio metal o plástico.

· Un marco resistente generalmente de aluminio.

FIGURA 2.7 SECCIÓN TRANSVERSAL DE UN MÓDULO ESTÁNDAR DE SILICIO CRISTALINO [5].

2.3 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA.

En la actualidad la contribución de energía fotovoltaica en comparación a las otras fuentes de

energía renovable es muy baja, pero debido a la disminución de los precios del sistema, el

mercado fotovoltaico se está convirtiendo en uno de los más estables y de mayor

crecimiento en el mundo. Una planta fotovoltaica transforma directamente la energía solar

en energía eléctrica sin usar ningún combustible, la tecnología fotovoltaica explota el efecto

fotoeléctrico debido a que los semiconductores adecuadamente dopados generan

electricidad cuando se exponen a la radiación solar. Las principales ventajas de las plantas

fotovoltaicas son las siguientes:

· Generación distribuida cuando sea necesario.

· No emisión de materiales contaminantes.

· Ahorro de combustibles fósiles.

· Mayor fiabilidad de las plantas fotovoltaicas debido a que no tienen partes rotativas.

· Reducción de los costos de operación y mantenimiento [5].

Asimismo la ubicación apropiada de los proyectos solares fotovoltaicos ayudara al Sistema

Eléctrico Ecuatoriano a mejorar la calidad y confiabilidad del sistema especialmente en zonas

alejadas a los centros de consumo [5].

2.3.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO.

El componente fundamental de un generador fotovoltaico son las celdas fotovoltaicas, las

cuales están construidas de material semiconductor que tiene cuatro electrones de valencia,

el material semiconductor más utilizado para la fabricación de celdas fotovoltaicas es el

silicio, con un espesor de 0.3 mm y una superficie de 100 a 225 cm². El silicio es dopado

mediante la adición de átomos trivalentes en la capa P y con átomos pentavalentes en la

11

capa N2, la región tipo P tiene un exceso de huecos mientras que la región tipo N tiene un

exceso de electrones.

En el área de contacto entre las dos capas dopadas de diferente manera (unión P-N), los

electrones tienden a moverse de la capa con mayor cantidad de electrones a la capa de

menor cantidad de electrones creándose un campo eléctrico en dicha unión; mediante la

aplicación de un voltaje desde el exterior, la unión permite que la corriente fluya en una sola

dirección. Cuando las celdas son expuestas a la luz, debido al electo fotoeléctrico algunas

parejas de electrón-hueco surgen tanto en la región N como en la región P, el campo

eléctrico interno permite que el exceso de electrones sean separados de los huecos y se

coloquen en dirección opuesta, mediante la conexión de un conductor externo en la unión se

obtiene un circuito cerrado, en el cual la corriente fluye desde la capa P hacia la capa N [8].

En el mercado existen módulos fotovoltaicos para la venta constituidos por un conjunto de

células, entre los más comunes están los módulos de 36 celdas en 4 filas paralelas conectadas

en serie con una superficie de 0.5 a 1 m². Varios módulos conectados mecánica y

eléctricamente forman un panel fotovoltaico, varios paneles conectados en serie constituyen

una matriz y varias matrices conectadas en paralelo se consideran un generador fotovoltaico,

esto se lo puede apreciar en la figura 2.8.

FIGURA 2.8 GENERADOR FOTOVOLTAICO [5].

Las celdas que conforman un módulo fotovoltaico no son exactamente iguales debido a los

diferentes procesos de fabricación; como consecuencia de esto al conectar dos módulos en

paralelo no van a tener el mismo voltaje, creándose una corriente que fluye desde el módulo

de mayor voltaje hacia el módulo de menor voltaje, por lo que una parte de la energía

generada se pierde en el propio módulo conociéndose a estas pérdidas como de

desequilibrio. Cabe mencionar que por la presencia del efecto nube a la que está expuesto el

módulo FV también se produce una desigualdad de voltaje. Un método de mitigar este efecto

es utilizar diodos de by-pass en cada módulo.

2 Los elementos más utilizados para el dopaje en la capa P es el Boro y para la capa N es el Fósforo.

12

2.3.1.1 IMPLEMENTACION DE DIODOS DE BYPASS EN MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

[28].

Es evidente que el sombreado de las celdas solares reduce el rendimiento de los módulos

drásticamente, por ejemplo en situaciones de sombreado en altas irradiancias puede

incrementar la potencia disipada en la celda, esto calienta a la celda significativamente y

puede incluso destruirla a esto se lo conoce como la creación de puntos calientes, dichos

puntos se pueden producir cuando el material de la celda se funde o la encapsulación es

dañada.

Los diodos de bypass no están activos durante el funcionamiento normal, pero en caso de

sombreado una corriente fluye a través de estos. Por lo tanto la integración de los diodos de

bypass elimina la posibilidad de altos voltajes negativos y también el aumento de la

temperatura de las celdas sombreadas.

FIGURA 2.9 INTEGRACIÓN DE DIODOS DE BYPASS A TRAVÉS DE CELDAS INDIVIDUALES O CADENAS DE CELDAS.

Los diodos de bypass suelen estar conectados a través de cadenas de 18 a 24 celdas, la razón

de esto es principalmente lo económico. Dos diodos son suficientes para un módulo solar con

una potencia nominal de aproximadamente 50 W que contiene de 36 a 40 celdas solares.

Estos pueden ser integrados en la caja de conexiones del módulo, sin embargo no pueden

proteger completamente a todas las celdas, solo el uso de un diodo de bypass para cada

celda puede proporcionar una protección óptima.

En la figura 2.9 se muestra la integración de diodos de bypass a través de celdas y cadenas de

celdas solares. El objetivo de estos elementos es conmutar tan pronto como un pequeño

voltaje negativo de aproximadamente de -0.7 V se aplique, según el tipo de diodo. En la

figura 2.10 se muestran las formas de las características I-V de los diodos de bypass a través

de un número variable de celdas. En la gráfica se puede ver que el 75% de la celda es

sombreada, es evidente que existe una caída significativa en las características I-V, movida

hacia voltajes más altos con la disminución del número de celdas por diodos de bypass. Esto

se produce porque el diodo switchea rápidamente reduciendo la perdida de potencia en las

celdas individuales.

13

FIGURA 2.10 CARACTERÍSTICAS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO CON DIODOS DE BYPASS A TRAVÉS DE DIFERENTES NÚMEROS DE CELDAS.

2.3.2 INVERSOR.

El inversor es el vínculo clave entre el generador y la instalación fotovoltaica conectada a la

red. Actúa como una interfaz que convierte la corriente continua producida por las celdas

solares en corriente alterna. Los inversores en su salida deben asegurar una onda sinusoidal

de voltaje, sincronizarse al voltaje y frecuencia de la red y extraer la máxima energía de las

celdas solares con la ayuda del control MPPT.

El inversor representa aproximadamente el 15.25% del costo del sistema fotovoltaico por lo

que es importante realizar un análisis cuidadoso de los inversores, sus topologías y sistemas

de control. Los inversores son usados en los sistemas fotovoltaicos para convertir corriente y

voltaje DC generadas en campo, en corriente y voltaje AC disponible para conectar el

generador a la red. El inversor asegura que el sistema fotovoltaico opere en un punto de

funcionamiento de modo que siempre dé su máxima potencia, para lograr esto se

implementa el control de seguimiento del punto de máxima potencia que en sus siglas en

ingles se conoce como MPPT (Maximun Power Point Tracker).

Los parámetros más importantes del inversor son:

· Voltaje nominal: Es el voltaje que se debe aplicar a los terminales de entrada del

inversor.

· Potencia nominal: Es la potencia suministrada al inversor de forma continua, su

rango comercial oscila entre 1 kW a 5 kW aunque para sistemas eléctricos de

potencia existen de potencias superiores.

· Capacidad de Sobrecarga: Es la capacidad del inversor para suministrar una potencia

superior a la nominal así como el tiempo en el que puede mantenerse en este

estado.

· Forma de onda: En los terminales de salida del inversor aparece una señal alterna,

caracterizada por su forma de onda, frecuencia y valor de voltaje eficaz.

· Eficiencia: Su valor depende de la potencia de la carga a la cual debe abastecer en

relación con su potencia nominal.

Entre las principales protecciones con las que cuenta el inversor se tiene: protección contra

sobrecargas, cortocircuito, térmica, contra inversión de polaridad, estabilización del voltaje

de salida, arranque automático, señalización de funcionamiento y estado.

14

2.3.2.1 PRINCIPALES FUNCIÓNES DE LOS INVERSORES.

Los inversores para la conexión a la red eléctrica de los sistemas fotovoltaicos debe producir

energía con una determinada calidad por ejemplo: baja distorsión armónica, elevado factor

de potencia y bajas frecuencias electromagnéticas. Cinco funciones básicas son las que el

inversor puede brindar para el funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos.

CONTROL DE SEGUIMIENTO DEL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (MPPT).

El inversor controla el voltaje DC con el fin de operar los módulos fotovoltaicos en su punto

de máxima potencia. Con el propósito de maximizar la potencia entregada por la planta

fotovoltaica, el generador deberá adaptarse a la carga de modo que el punto de

funcionamiento corresponda siempre al de máxima transferencia, esto se logra con el control

del seguimiento del MPPT el cual calcula en tiempo real los valores medios de voltaje y

corriente de los módulos fotovoltaicos.

Si en el inversor se introduce un voltaje de rizado en los terminales, este voltaje tiene que ser

lo más pequeño posible, de lo contrario el punto de funcionamiento del generador no se

mantendrá estable en el máximo punto de potencia en todo momento. El MPPT corresponde

al punto entre la curva de corriente-voltaje para un valor de radiación dado y la curva

característica del generador que el fabricante proporciona [5]. Esto se lo puede observar en

la Figura 2.11.

Los sistemas con control de segimiento de MPPT que ofrece el mercado, identifican el

máximo punto de transferencia de potencia comparando si los valores de corriente y voltaje

establecidos anteriormente son mayores o menores a los valores de corriente y voltaje

producidos por una variación de carga en intervalos regulares.

FIGURA 2.11 MÁXIMO PUNTO DE POTENCIA PARA UN GENERADOR FOTOVOLTAICO [5].

Puesto que el MPPT cambia con las variaciones de radiación y temperatura, se requiere un

ajuste continuo del voltaje en los terminales del inversor para abastecer la máxima potencia

hacia la carga, además hay que considerar que para aplicaciones acopladas a la red eléctrica

las cargas son abastecidas con voltajes constantes por lo que es necesario encontrar el MPPT

de las celdas FV independiente del voltaje de la carga. En la figura 2.12 se muestran las curvas

características de voltaje y corriente de un sistema fotovoltaico para distintos niveles de

radiación y temperatura, aquí se puede observar el lugar geométrico del punto máximo de

potencia para distintas condiciones en donde la celda fotovoltaica genera a su máximo

rendimiento. La parte izquierda se define como una región de fuente de corriente la cual se

15

aproxima a un valor constante y la parte derecha se define como una fuente de voltaje en

donde el voltaje varía dentro de cierto rango.

FIGURA 2.12 CURVA CARACTERÍSTICA DE UN SISTEMA FV PARA DISTINTAS CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS.

El control de MPPT es un algoritmo de búsqueda que está programando en los inversores,

existen varios métodos los cuales se diferencian ya sea por la velocidad de búsqueda del

óptimo, precisión y costo. Los siguientes algoritmos son los más utilizados para el control de

MPPT [22].

A) Voltaje fijo: A partir de los datos de placa de los paneles y de las condiciones

climatológicas de la planta FV se determina el máximo punto de potencia y este queda

fijo Este método considera que las condiciones ambientales no son muy relevantes, lo

cual se convierte en su principal desventaja.

B) Voltaje de circuito abierto: Este método se basa en que el voltaje del máximo punto de

potencia se encuentra en un porcentaje del voltaje de circuito abierto de los diferentes

paneles fotovoltaicos, este valor es medido periódicamente a lo largo de todo el día y

oscila en un valor entre el 73% y 80% de valor de voltaje a circuito abierto, siendo el más

usado el 76%.

C) Corriente de cortocircuito: Este método se basa en que la corriente de cortocircuito del

máximo punto de potencia se encuentra en un porcentaje de la corriente de

cortocircuito de los diferentes paneles fotovoltaicos, este valor es medido

periódicamente a lo largo de todo el día y oscila en un valor entre el 78% y 92% de la

corriente de cortocircuito.

D) Perturbar y observar (P & O): Este método consiste en aplicar perturbaciones de voltaje

o corriente cada determinado tiempo a la salida del panel y observar las variaciones de

potencia.

E) Conductancia Incremental: Este método compara los valores de conductancia

incremental con los valores de conductancia para saber a qué lado del MPP de la curva P

-V se encuentra el punto de operación y así alcanzar el máximo punto de potencia.

CAMBIO DE LA AMPLITUD DE VOLTAJE.

Si el inversor utiliza un VSI (Voltage Sourced Inverter) como interfaz de red este tiene una

característica reductora, esto significa que su voltaje de salida siempre es menor que el

voltaje de entrada. Si el generador fotovoltaico suministra un voltaje menor al valor máximo

de la red, un aumento de voltaje es necesario, esto se lo puede obtener con un

16

transformador o con un conversor elevador DC/DC, el conversor más utilizado para lograr

esta finalidad es el conversor Boost, en el cual siempre su voltaje DC de salida es mayor que

su voltaje de entrada [22].

La potencia de salida del módulo solar puede aumentar si un conversor DC-DC está

conectado entre el generador y la carga como se muestra en la Figura 2.13. La potencia de

salida puede aumentar si el voltaje del generador solar varía con la temperatura, es decir si el

voltaje aumenta con el descenso de las temperaturas. Los conversores DC-DC tienen una

eficiencia de más del 90%, ya que solamente una pequeña parte de la energía generada se

disipa como calor.

FIGURA 2.13 GENERADOR SOLAR CON CARGA Y CONVERSOR DC-DC [22].

INTERFAZ DE RED

El bloque principal del inversor es la interfaz de red y se tiene dos tipos los cuales se clasifican

en: Voltaje Source Inverters (VSI) y Current Source Inverters (CSI). En el VSI la fuente DC

aparece como fuente de voltaje y como característica principal tiene un condensador en

paralelo con la entrada. En el CSI la fuente DC aparece como una fuente de corriente y como

característica principal tiene un inductor en serie con la entrada DC.

La interfaz VSI es la más utilizada, con el inversor PWM voltaje-source inverters que domina

la onda senoidal de las diferentes configuraciones del inversor. En la Figura 2.14 se muestra

un puente completo bidireccional monofásico con la interfaz VSI con control de voltaje y

control de ángulo (δ). La transferencia de potencia activa a partir de los paneles

fotovoltaicos se logra mediante el control del ángulo delta (δ) entre el voltaje del inversor y el

voltaje de la red.

FIGURA 2.14 INTERFAZ DE RED PARA INVERSORES [22].

DESACOPLAMIENTO DE POTENCIA ENTRE EL LADO DC Y AC.

Debido a las fluctuaciones de potencia entre el lado DC y AC de un sistema fotovoltaico, que

son provocados por efectos de conmutación del inversor, fluctuaciones de voltaje en el lado

17

DC o por cambios en la radiación incidente, se hace necesario incorporar un sistema de

desacoplamiento de potencia mediante el almacenamiento de energía. Los sistemas más

comunes son los condensadores electrolíticos que en sistemas fotovoltaicos se conocen

como DC-link, lo más usual es ubicar al DC-link en paralelo al generador FV para suavizar el

voltaje manteniendo el rizado a un nivel bajo para tener un mejor control en el MPPT [12].

Un tipo de condensador comúnmente utilizado es el condensador electrolítico de aluminio

debido a su bajo precio pero con un tiempo limitado de vida; esto es un factor de gran

importancia para asegurar un funcionamiento adecuado en sistemas fotovoltaicos. Con el

mejoramiento de la tecnología fotovoltaica se han venido incorporando Film-capacitors, los

cuales ofrecen manejo de mayores valores de corriente y menor disipación de energía en

comparación con los capacitores de aluminio [13].

AISLAMIENTO GALVÁNICO ENTRE LA ENTRADA Y LA SALIDA.

El aislamiento galvánico se lo puede obtener mediante el uso de transformadores.

Clásicamente los transformadores operan con la frecuencia de la red, pero tienen grandes

inconvenientes como el elevado peso, alto costo y pérdidas adicionales por un factor de

potencia no unitario, en especial en condiciones de baja carga.

En la Figura 2.15 se muestra un diagrama clásico de un inversor, este contiene un DC-link,

inversor y un transformador que funciona a la frecuencia de la red. El transformador cumple

con la función de cambiar la amplitud de voltaje y aislamiento galvánico, mientras que el

inversor cumple con la función del control de MPPT. Cuando la potencia suministrada a la red

es constante el DC-link se carga o descarga, cambiando así el voltaje de los terminales del

generador fotovoltaico. El DC-link (desacoplamiento de potencia) es conectado en paralelo al

generador para obtener un voltaje de rizado pequeño y lograr un buen MPPT. Esto significa

que la capacidad del DC-link de esta topología tiene que ser alta, estableciendo valores de

uso común alrededor de 0.5 mF/kW [11].

FIGURA 2.15 INVERSOR CLÁSICO [22].

CARACTERISTICAS DEL INVERSOR PARA SISTEMAS FV CONECTADOS A LA RED.

1. Tiempo de respuesta: Tiene que ser extremadamente rápido, el cual es gobernado

por el ancho de banda del sistema de control.

2. Factor de Potencia: Tiene que estar cerca de la unidad de acuerdo con los códigos de

red.

18

3. Salida de armónicos: Si los armónicos se inyectan a la red, aumentarán las pérdidas,

y la potencia podría tener una calidad muy pobre. Mediante el uso de un PWM de

frecuencia de conmutación suficientemente alta, se puede obtener una mejor

calidad de las ondas senoidales.

4. Sincronización: Por lo general utiliza la detección de cruce por cero de la onda de

voltaje para la sincronización con la red.

5. Distribución de la corriente de falla: La corriente es proporcional a la cantidad de

radiación, los paneles son generalmente fabricados para producir 1 kW/ m². En estas

condiciones, la corriente de cortocircuito posible para estos paneles es normalmente

solo 20 veces superior a la corriente nominal.

6. Requisitos de protección: Cuatro requisitos de protección tienen que ser tomados en

cuenta; sobretensión, subtensión, sobre frecuencia y subfrecuencia [14].

2.3.2.2 EVOLUCIÓN DE LOS INVERSORES.

Al tener un rápido desarrollo en la generación fotovoltaica, los inversores también renuevan

su tecnología con mejoras en celdas, paneles y módulos. En sistemas fotovoltaicos la fuente

de corriente continua está formada por arreglos de paneles, por lo que es evidente que la

topología del inversor en este tipo de tecnología dependerá del tipo de arreglos de los

paneles. En los siguientes puntos se muestra el desarrollo de los inversores y su relación con

los paneles y módulos solares [22].

INVERSORES CENTRALES.

En el comienzo del desarrollo de la tecnología fotovoltaica, la mayoría de los inversores

disponibles eran los centrales auto-conmutados o conmutados, esta clase de inversores

tienen como fuente de generación DC arreglos de paneles solares conectados en serie

formando cadenas y las distintas cadenas conectadas en paralelo con lo que se establece el

módulo fotovoltaico (Figura 2.16).

FIGURA 2.16 SISTEMA FOTOVOLTAICO CENTRAL [22].

Se considera que los sistemas FV basados en inversores centrales son una tecnología barata,

con un alto grado de madurez, robustos, eficientes, alta confiabilidad y con los que se genera

energía a bajo precio, además cuando se forma un arreglo de paneles solares se puede

generar el voltaje necesario para excluir el uso del transformador.

Una de las desventajas de sistemas FV centrales es que se requiere de cableado de alta

tensión, lo cual incrementa el costo y disminuye la seguridad. No existe una operación

independiente de secciones dentro del arreglo de paneles lo que impide lograr el punto

19

máximo de potencia. Con respecto a la conexión de paneles en serie, si la radiación solar

disminuye en algunos de ellos este operara como carga y la potencia generada en la cadena

disminuirá, además el sombreado parcial de un panel en cadena ocasiona un incremento de

temperatura provocando sobrecalentamiento del panel y la disminución del tiempo de vida.

Asimismo por la poca flexibilidad debida a la baja potencia 1-5 kW que proporciona el panel

fotovoltaico no es factible realizar modificaciones en el sistema.

INVERSORES POR CADENA.

Los inversores empleados en sistema fotovoltaicos de cadena tienen como fuente de

generación DC un arreglo en serie de paneles fotovoltaicos. El voltaje generado por el arreglo

puede ser suficiente para evitar el uso del transformador sin embargo en la mayoría de los

casos se emplea un transformador de alta frecuencia (Figura 2.17).

FIGURA 2.17 SISTEMA FOTOVOLTAICO EN CADENA [22].

Emplear topologías con transformador de frecuencia de línea tiene algunas ventajas, entre

las principales es que permite emplear dispositivos semiconductores de bajo voltaje en la

implementación del puente y en cuanto al control permite que se realice en el lado de bajo

voltaje con lo cual se simplifica su implementación. Las principales ventajas de utilizar

sistemas FV en cadena son:

· Cada cadena de paneles fotovoltaicos se puede controlar de forma que opere en el

punto de máxima potencia.

· Alta flexibilidad y posibilidad de incrementar el tamaño del sistema.

· Minimiza el cableado en CD.

· Existe la posibilidad de producción en masa.

· Eficientes.

Entre las desventajas se tiene:

· Alto costo por potencia generada.

· En caso de falla resulta costoso el reemplazo del inversor.

· No se elimina el problema del aumento de temperatura en los paneles en los cuales

disminuye la radiación solar

Actualmente la industria de los inversores tiene avances en el campo de semiconductores y

de filtros que han permitido lograr una mejor eficiencia para los inversores de cadena

llegando al rango del 94% al 97%. Con el fin de tener una mejor eficiencia y disminuir los

costos de producción se está implementando sistemas fotovoltaicos multicadena que

20

básicamente se trata de una cadena de inversores con dos o tres entradas que proporcionan

control MPPT independiente, además de sistemas fotovoltaicos con operación amo esclavo

(Figura 2.18 y 2.19) [22].

FIGURA 2.18 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS MULTICADENA [22].

FIGURA 2.19 SISTEMA FOTOVOLTAICO OPERACIÓN AMO-ESCLAVO [22].

INVERSORES PARA MÓDULOS DE CA.

Un módulo de CA está formado por un panel y un inversor, cabe mencionar que un panel

típico está formado por 36 o 72 celdas solares, con un voltaje de salida en circuito abierto de

18-26 V y 38-46 V respectivamente. Esta topología ayuda a reducir costos de producción con

lo cual se favorece la producción en masa, la principal ventaja es que para cada módulo se

puede obtener la máxima potencia con un rango de 0.1-0.5 kW y para poder incrementar

dicha potencia se conecta varios módulos de CA en paralelo (Figura 2.20).

Estos módulos pueden ser conectados directamente a la red del sistema, con la ventaja de

que no es necesario el cableado DC, con lo que se reduce el riesgo de descargas eléctricas y

formación de arcos al mínimo.

A pesar de estas ventajas el módulo integrado inversor tiene poca aceptación debido a varias

desventajas:

· Alto costo de producción de potencia.

· En caso de falla resulta costoso reemplazar el inversor.

· Dependiendo de las normas de seguridad, el costo del sistema se puede incrementar.

· Bajo nivel de potencia por unidad con poca eficiencia.

21

FIGURA 2.20 MÓDULOS DE CA CONECTADOS EN PARALELO [22].

Entre las diferentes desventajas que se ha mencionado se indica que el desarrollo de los

sistemas fotovoltaicos debe continuar en cuanto a disminución de costo y aumento de la

confiabilidad. Las tendencias indican que el futuro de sistemas fotovoltaicos en alta y baja

potencia son los esquemas multicadena y operación amo-esclavo debido a su mejor

eficiencia y alta confiabilidad.

2.4 VARIACIÓN EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA.

Los principales factores que influyen en la producción de energía eléctrica producida por

instalaciones fotovoltaicas así como la operación en el máximo punto de potencia son:

irradiación, temperatura del módulo y las condiciones de sombreado.

IRRADIANCIA.

La irradancia es el factor más importante que afecta a un sistema fotovoltaico porque la

potencia máxima que puede entregar el panel varía en función de esta. En general la

irradiancia afecta principalmente a la corriente de forma que se puede considerar que la

corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico es proporcional a la irradiancia [23].

Una función característica de la irradiancia incidente en un panel fotovoltaico, se la puede

observar en la Figura 2.21. La variación de la irradiancia hace que la corriente producida por

el panel aumente o disminuya considerablemente en comparación con el voltaje, ya que para

este caso el voltaje casi permanece constante. Esta dependencia de la producción de energía

FV hace que en días lluviosos o nublados la potencia que se pueda suministrar caiga

drásticamente a valores casi despreciables por lo que es importante tener una adecuada

ubicación geografía, orientación e inclinación de los paneles para tener un mejor

rendimiento.

FIGURA 2.21 VARIACIÓN DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN PANEL FV CON EL CAMBIO DE IRRADIACIÓN [23].

22

TEMPERATURA.

La temperatura es un factor que afecta la producción de energía pero en una medida menor

a la irradiancia, la temperatura afecta principalmente a los valores de voltaje en la curva

característica V-I y tiene una mayor influencia en voltaje a circuito abierto, con un menor

rango también afecta al punto de máxima potencia y a la corriente de cortocircuito.

Existen tres coeficientes α, β y γ que representan la variación de los parámetros de la curva

característica V-I del generador FV con la temperatura. Así, α representa la variación de

corriente de cortocircuito, β variación de voltaje a circuito abierto y γ variación de potencia

máxima. Como consecuencia del aumento de temperatura el generador entrega una menor

potencia máxima a su salida, para reducir este efecto es conveniente colocar módulos

fotovoltaicos en lugares con ventilación y que tengan una ligera brisa de aire, de este modo

es posible reducir las pérdidas a un valor del 7% en comparación con la temperatura a

condiciones estándar 25°C. La reducción en la eficiencia cuando aumenta la temperatura

puede estimarse con un valor de 0.4 a 0.6 por cada °C.

FIGURA 2.22 VARIACIÓN DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN PANEL FV CON EL CAMBIO DE TEMPERATURA [5].

SOMBREADO PARCIAL.

El efecto de sombreado parcial además de generar una disminución de la radiación en los

paneles fotovoltaicos, con lo que se produce una disminución de corriente, también puede

provocar que las celdas reciban distintas radiaciones, inyectando corrientes distintas dentro

de un mismo panel. Debido a esto se puede distinguir sombras homogéneas y no

homogéneas, el caso crítico se presenta en el sombreado no homogéneo ya que algunas

celdas inyectarán menos corrientes que otras. Para el caso en el que las celdas FV estén

conectadas en paralelo y produciendo corrientes distintas, el efecto será la suma de

corrientes al estar al mismo voltaje no producen mayores problemas. Para el caso en el que

estén conectados en serie el efecto de sombreado parcial puede llevar a operar en un punto

forzado a las celdas de menor producción de corriente lo que genera un desgaste para el

panel.

Producto del sombreado parcial, la fijación del máximo punto de transferencia de potencia

MPPT en el inversor será más complejo y al no operar en este punto se produce mayores

pérdidas de potencia y desgaste en los paneles, la solución para este problema es realizar un

buen seguimiento de MPPT y un adecuado uso de diodos de by-pass entre los paneles [24].

23

FIGURA 2.23 IMPLEMENTACIÓN DE DIODOS DE BY-PASS PARA PANELES FOTOVOLTAICOS [24].

2.5 TOPOLOGIAS DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS

Los sistemas de energía fotovoltaica se pueden clasificar en tres grupos diferentes.

1. Sistemas fotovoltaicos aislados (Stand-alone): Estas plantas no están conectados a la

red, se componen de paneles fotovoltaicos y sistema de almacenamiento que garantiza

el suministro de energía eléctrica. Dichas plantas son ventajosas desde la perspectiva

técnica y financiera por ejemplo cuando la red eléctrica no esté presente. Las

aplicaciones más comunes son usadas para el suministro de:

· Equipos de bombeo de agua.

· Estaciones de transmisión de datos.

· Sistema de iluminación.

· Señalización de carreteras.

· Refugios a gran altura.

2. Sistemas fotovoltaicos híbridos: Son sistemas que también se utilizan en zonas remotas.

Estos sistemas combinan generadores a diésel con paneles fotovoltaicos; lo que asegura

una alimentación las 24 horas al día en forma más económica y eficiente. El principal

objetivo de estos sistemas es ahorrar combustible y reducir mantenimiento y costos de

operación.

3. Sistemas conectados a la red: Estos sistemas fotovoltaicos son conectados a la red a

través de un inversor. Cuando el sistema fotovoltaico está integrado con la red del

sistema eléctrico se establece un flujo de potencia bidireccional, además de estar

sincronizados con el voltaje y frecuencia de operación [14].

24

2.6 ENERGÍA SOLAR EN ECUADOR

El Ecuador al estar situado sobre la línea ecuatorial tiene la ventaja de una irradiación

perpendicular y constante, con niveles globales promedio de 4.575 kWh/ m² al día o 1.650

kWh/ m² al año. El nivel de irradiación diaria en el territorio ecuatoriano al ser constante y

homogénea, hace que este recurso se pueda aprovechar de forma sostenible, los sitios que

más radiación promedio tienen en el año son: Galápagos, Manabí (Pedernales), Sto.

Domingo, Pichincha (Mindo, Nanegalito), Imbabura (Ibarra), Loja (Zapotillo, Célica, Macará) y

Santa Elena (La Libertad).

FIGURA 2.24 ATLAS SOLAR DEL ECUADOR.

El Plan Maestro de Electrificación plantea el desarrollo del sistema eléctrico ecuatoriano,

considerando disponibilidad de suficientes reservas energéticas para garantizar el normal

abastecimiento a la demanda existente, sin dejar de lado la optimización de costos

operativos que brindan las actuales interconexiones internacionales [16].

En el Volumen IV del Plan Maestro de Electrificación 2013-2022 trata sobre los “Aspectos de

Sustentabilidad y Sostenibilidad Social y Ambiental”, determinándose la necesidad de

implementar planes de eficiencia energética así como un sistema de gestión sustentable y

que integre los esfuerzos de los agentes del sector eléctrico en todas las etapas funcionales,

bajo este contexto el Plan Maestro de Electrificación busca un Desarrollo Sustentable3 del

país mediante la producción de energía cuya producción o consumo, tiene un mínimo

impacto negativo sobre la salud humana y el funcionamiento de los sistemas ecológicos.

En Ecuador, el desarrollo energético sustentable debe contemplar el aumento de la eficiencia

de la producción y uso de energía, la optimización del consumo y el fortalecimiento de la

participación de tecnologías basadas en energías renovables, así como la disminución gradual

de las operaciones de generación que utiliza combustibles fósiles. En la Figura 2.25 se

muestran diferentes aspectos para lograr la sustentabilidad en el sector eléctrico ecuatoriano

[17]. 3 Desarrollo Sustentable (Definición por la comisión de Brundtland): “El desarrollo que satisface las necesidades del presente sin poner en peligro la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus propias necesidades”.

25

FIGURA 2.25 ASPECTOS PARA OBTENER LA SUSTENTABILIDAD EN EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO [17].

2.6.1 ATLAS SOLAR ECUATORIANO

El artículo 26 de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica, establece que el

Ministerio de Electricidad y Energía Renovable promoverá el uso de energías limpias y

energías alternativas4, en este contexto el CONELEC ha puesto a disposición el “ATLAS SOLAR

DEL ECUADOR CON FINES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA”, el cual fue generado por el Nacional

Renewable Energy Laboratory (NREL) de los Estados Unidos. La información corresponde al

periodo entre el 1 de enero de 1985 y el 31 de diciembre de 1991, obteniendo los siguientes

datos.

TABLA 2.3 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN DE ECUADOR MENSUALES [6].

Valor Máximo Valor Mínimo Valor Promedio Desviación Estándar

Wh/m²/día Wh/m²/día Wh/m²/día Wh/m²/día

Enero 5523 3089 4411.18 415.7527

Febrero 5817 3315 4480.31 334.7997

Marzo 5855 3572 4655.19 291.5249

Abril 5421 3188 4360.21 315.9972

Mayo 5213 3288 4276.06 325.6587

Junio 6349 796 2519.9 910.4708

Julio 5842 3216 4308.48 392.9003

Agosto 6254 3117 4624.62 429.5265

Septiembre 6492 3835 4974.44 390.9649

4 La constitución de la república del Ecuador del 2008, propone desarrollar un sistema eléctrico sostenible, sustentable aprovechando los recursos de energía renovable.

a) Aumento de la participación de energías renovables en laproducción nacional.

b) Reducción de la importación de los derivados de petróleo.

c) Cambiar el perfil actual de exportaciones de derivados depetróleo a productos de mayor valor agregado.

d) Mayor eficacia y eficiencia del sector de transporte.

e) Reducción de las pérdidas de transformación y distribucióonde energía.

f) Uso eficiente de la energía (consumo energético eficiente yresponsable).

26

Octubre 6323 3748 4888.34 324.2121

Noviembre 6484 4059 4943.48 306.6717

Diciembre 6089 3537 4837.51 333.9529

Promedio 5748 3634 4574.99 301.4093

En la Tabla 2.3 se puede observar que Ecuador tiene un valor de radiación promedio de

4.57499 kWh/ m² al día, por lo que en regiones favorables es posible generar alrededor de

1.7 MWh por año por cada metro cuadrado de territorio. En la Tabla 2.4 se presentan los

valores de irradiación por provincia de Ecuador, las provincias con mayores valores

irradiación promedio son: Loja, Cotopaxi, Pichincha, Santo Domingo.

TABLA 2.4 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN POR PROVINCIAS [19].

Provincia

V. Min kW/m2

V. Max kW/m2

V. Med kW/m2

Provincia

V. Min kW/m2

V. Max kW/m2

V. Med kW/m2

Azuay 4.05 4.80 4.425 Los Ríos 4.65 4.65 4.650

Bolívar 4.80 4.95 4.875 Manabí 4.20 5.25 4.725

Cañar 4.05 4.65 4.350 Morona Santiago 3.75 4.50 4.125

Carchi 3.90 4.20 4.050 Napo 4.20 4.80 4.500

Cotopaxi 4.80 5.25 5.025 Pastaza 4.50 4.65 4.575

Chimborazo 3.75 4.95 4.350 Pichincha 4.05 5.25 4.650

El Oro 4.20 5.10 4.650 Orellana 4.50 4.80 4.650

Esmeraldas 3.90 4.35 4.125 Tungurahua 4.20 4.30 4.250

Guayas 4.20 4.80 4.500 Santa Elena 4.50 4.35 4.425

Imbabura 4.00 5.10 4.550 Santo Domingo 4.65 5.25 4.950

Loja 4.50 5.70 5.100 Sucumbíos 4.05 4.80 4.425

2.6.2 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS.

Las estrategias para motivar el mayor uso de energías limpias y renovables que fomenta

especialmente el desarrollo en zonas rurales se argumenta en la cuantificación,

disponibilidad y distribución estacional en el territorio. El empleo práctico de energía solar

tiene como objetivo principal ayudar a reducir la emisión de gases de efecto invernadero,

ahorro en combustibles fósiles y la ventaja de alimentar de energía eléctrica a zonas alejadas

de las redes de distribución.

El Ecuador al tener una ubicación geográfica sobre la línea ecuatorial tiene un potencial solar

con niveles muy importantes. Los datos de radiación solar en Ecuador presentan valores

homogéneos5 a lo largo de todo el año, reduciendo así en forma significativa el problema de

variaciones aleatorias de este parámetro, lo que hace muy confiable y rentable el uso del

recurso tecnológico fotovoltaico para diversas aplicaciones.

5 Valores de radiación solar diarios oscilan entre los 3.35 kWh/ m² en el mes de mayo y los 4.33 kWh/ m² en el mes de septiembre.

27

FIGURA 2.26 PROYECTOS SOLARES EN CONSTRUCCIÓN EN ECUADOR [17].

En la tabla 2.5 se muestran los proyectos de generación solar con interés de empresas

privadas con una capacidad mayor de 1 MW.

TABLA 2.5 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS CON CAPACIDAD MAYOR A 1 MW [17].

Empresa Gestora Proyecto Capacidad (MW) Ubicación

Desarrollos Fotovoltaicos del Ecuador S.A. Shyri 1 50 Quito-Calderón

Martifer Solar 50 Loja

Cóndor Solar S.A. Cóndor Solar 30 Cayambe-Tabacundo

Solar Connection S.A. Solar Connection 20 Cayambe-Tabacundo

Milenio Solar Milenio Solar 20 Loja

Ecuador Energético S.A. Imbabura - Pimán 25 Imbabura-Pimán

Atlantic Chongón 80 Chongón

Illapa EP Illapa 49.9 Ibarra-Cotacachi

Guitarsa SA Vaiana 20 Guayas-Cerecita

Enersol Enersol 50

Las Ballenas SA Ballensa 17.95

Racalser y Asociados Cía. Ltda. Chota - Pimán 20 Imbabura-Ibarra

Cayambe CA ENERCAY Mitad del Mundo 25 Pichincha-Cayambe

SUPERGALEON S.A. San Alfonso 15 Imbabura-Ibarra

EMETRICPLUS S.A. 10 Santa Elena

ENERGIASMANABITAS S.A. Los Bajos 30 Manabí-Montecristi

SUN ENERGY ECUADOR S.A. ENERGYEC

Rancho Solar Villa Cayambe 20 Pichincha-Cayambe

GALAPAGOSPOWER Proyecto Fotovoltaico GPSA 20 Loja-Zapotillo

GALAPAGOSPOWER Proyecto Fotovoltaico GPSA 10 Loja-Gonzanamá

GALAPAGOSPOWER Proyecto Fotovoltaico GPSA 10 Imbabura-Ibarra

SOLMANTAG S.A. San Eloy 15 Imbabura-Urcuqui

Energía Solar SA Los Bajos 30 Manabí-Montecristi

COLIMBUELA S.A. Colimbuela 15 Imbabura-Cotacachi

Proyectos fotovoltaicos

Proyecto FV Puerto Ayora

Este proyecto estaubicado en la ciudad dePuerto Ayora, Isla SantaCruz, tiene unacapacidad de 1,5 MWp

Proyecto Híbrido Isla Isabela

El proyecto híbridoconsta de 1,1 MWpfotovoltaico, 0,7 MWde almacenamiento deenergía y 1,32 MW degeneración térmicadual.

Proyecto FV Baltra

Es un proyecto de 200Wp mas un sistema dealmacenamiento deenergía de 1 MW.

28

COTACACHI ENERGÍA SOLAR S.A. 49.9 Imbabura-Cotacachi

ATLANTIC ENERGY ECUADOR S.A. Lagarto 25 Esmeraldas

GRANSOLAR Salinas 5 Imbabura-Salinas

Atlantic Energy Ecuador Tonchigue 25 Esmeraldas-Atacames

Solar Energy Ecuador S.A. Rancho Solar Catamayo 20 Loja-Catamayo

Ecuador Energético S.A. Santa Elena Primera Fase 25 Santa Elena

AMAZON SOLAR S.A. Juan Montalvo 10 Santa Elena

COSTANERA SOLAR COSSOLAR S.A. Guabillo 10 El Oro-Arenillas

GUJOMA SOLAR S.A. Zapotal 10 Santa Elena

Total 812.75

Para la obtención del Título Habilitante de proyectos de generación mayor a 1 MW el

gen